Режимные характеристики пт 80 130. По эксплуатации паровой турбины. Срок действия инструкции

Введение

Для крупных заводов всех отраслей промышленности, имеющих большое теплопотребление, оптимальной является система энергоснабжения от районной или промышленной ТЭЦ.

Процесс производства электроэнергии на ТЭЦ характеризуется повышенной тепловой экономичностью и более высокими энергетическими показателями по сравнению с конденсационными электростанциями. Это объясняется тем, что отработавшее тепло турбины, отведенное в холодный источник (приемника тепла у внешнего потребителя), используется в нем.

В работе произведен расчет принципиальной тепловой схемы электростанции на базе производственной теплофикационной турбины ПТ-80/100-130/13, работающей на расчетном режиме при наружной температуре воздуха.

Задачей расчета тепловой схемы является определение параметров, расходов и направлений потоков рабочего тела в агрегатах и узлах, а также общего расхода пара, электрической мощности и показателей тепловой экономичности станции.

Описание принципиальной тепловой схемы турбоустановки ПТ-80/100-130/13

Энергоблок электрической мощностью 80 МВт состоит из барабанного котла высокого давления Е-320/140, турбины ПТ-80/100-130/13, генератора и вспомогательного оборудования.

Энергоблок имеет семь отборов. В турбоустановке можно осуществлять двухступенчатый подогрев сетевой воды. Имеется основной и пиковый бойлера, а также ПВК, который включается если бойлера не могут обеспечить требуемого нагрева сетевой воды.

Свежий пар из котла с давлением 12,8 МПа и температурой 555 0 С поступает в ЦВД турбины и, отработав, направляется в ЧСД турбины, а затем в ЧНД. Отработав пар поступает из ЧНД в конденсатор.

В энергоблоке для регенерации предусмотрены три подогревателя высокого давления (ПВД) и четыре низкого (ПНД). Нумерация подогревателей идет с хвоста турбоагрегата. Конденсат греющего пара ПВД-7 каскадно сливается в ПВД-6, в ПВД-5 и затем в деаэратор (6 ата). Слив конденсата из ПНД4, ПНД3 и ПНД2 также осуществляется каскадно в ПНД1. Затем из ПНД1 конденсат греющего пара, направляется в СМ1(см. ПрТС2).

Основной конденсат и питательная вода подогреваются последовательно в ПЭ, СХ и ПС, в четырех подогревателях низкого давления (ПНД), в деаэраторе 0,6 МПа и в трех подогревателях высокого давления (ПВД). Отпуск пара на эти подогреватели осуществляется из трех регулируемых и четырех нерегулируемых отборов пара турбины.

На блоке для подогрева воды в теплосети имеется бойлерная установка, состоящая из нижнего(ПСГ-1) и верхнего(ПСГ-2) сетевых подогревателей, питающихся соответственно паром из 6-го и 7-го отбора, и ПВК. Конденсат из верхнего и нижнего сетевых подогревателей подается сливными насосами в смесители СМ1 между ПНД1 и ПНД2 и СМ2 между подогревателями ПНД2 и ПНД3.

Температура подогрева питательной воды лежит в пределах (235-247) 0 С и зависит о начального давления свежего пара, величины недогрева в ПВД7.

Первый отбор пара (из ЦВД) идет на нагрев питательной воды в ПВД-7, второй отбор (из ЦВД) - в ПВД-6, третий (из ЦВД) - в ПВД-5, Д6ата, на производство; четвертый (из ЧСД) - в ПНД-4, пятый (из ЧСД) - в ПНД-3, шестой (из ЧСД) - в ПНД-2, деаэратор (1,2 ата), в ПСГ2, в ПСВ; седьмой (из ЧНД) - в ПНД-1 и в ПСГ1.

Для восполнения потерь в схеме предусмотрен забор сырой воды. Сырая вода подогревается в подогревателе сырой воды (ПСВ) до температуры 35 о С, затем, пройдя химическую очистку, поступает в деаэратор 1,2 ата. Для обеспечения подогрева и деаэрации добавочной воды используется теплота пара из шестого отбора.

Пар из штоков уплотнений в количестве D шт = 0,003D 0 идет в деаэратор (6 ата). Пар из крайних камер уплотнений направляется в СХ, из средних камер уплотнения - в ПС.

Продувка котла - двухступенчатая. Пар с расширителя 1-ой ступени идет в деаэратор(6 ата), с расширителя 2-ой ступени в деаэратор(1,2 ата). Вода с расширителя 2-ой ступени подается в магистраль сетевой воды, для частичного восполнения потерь сети.

Рисунок 1. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ на базе ТУ ПТ-80/100-130/13

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ

Описание объекта.
Полное наименование: «Автоматизированный обучающий курс «Эксплуатация турбины ПТ-80/100-130/13».
Условное обозначение:
Год выпуска: 2007.

Автоматизированный учебный курс по эксплуатации турбины ПТ-80/100-130/13 разработан для подготовки оперативного персонала, обслуживающего турбоустановки данного типа и является средством обучения, предэкзаменационной подготовки и экзаменационного тестирования персонала ТЭЦ.
АУК составлен на основе нормативно-технической документации, используемой при эксплуатации турбин ПТ-80/100-130/13. В нем содержится текстовый и графический материал для интерактивного изучения и тестирования обучаемых.
В данном АУКе описываются конструктивные и технологические характеристики основного и вспомогательного оборудования теплофикационных турбин ПТ-80/100-130/13, а именно: главные паровые задвижки, стопорный клапан, регулирующие клапаны, паровпуск ЦВД, особенности конструкции ЦВД, ЦСД, ЦНД, роторы турбины, подшипники, валоповоротное устройство, система уплотнений, конденсационная установка, регенерация низкого давления, питательные насосы, регенерация высокого давления, теплофикационная установка, масляная система турбины и т.д.
Рассматриваются пусковые, штатные, аварийные и остановочные режимы работы турбоустановки, а также основные критерии надежности при прогреве и расхолаживании паропроводов, блоков клапанов и цилиндров турбины.
Рассмотрена система автоматического регулирования турбины, система защит, блокировок и сигнализации.
Определен порядок допуска к осмотру, испытаниям, ремонту оборудования, правила техники безопасности и взрывопожаробезопасности.

Состав АУКа:

Автоматизированный учебный курс (АУК) является программным средством, предназначенным для первоначального обучения и последующей проверки знаний персонала электрических станций и электрических сетей. Прежде всего, для обучения оперативного и оперативно-ремонтного персонала.
Основу АУКа составляют действующие производственные и должностные инструкции, нормативные материалы, данные заводов-производителей оборудования.
АУК включает в себя:
— раздел общетеоретической информации;
— раздел, в котором рассматриваются конструкция и правила эксплуатации конкретного типа оборудования;
— раздел самопроверки обучаемого;
— блок экзаменатора.
АУК помимо текстов, содержит необходимый графический материал (схемы, рисунки, фотографии).

Информационное содержание АУК.

1. Текстовый материал составлен на основе инструкций по эксплуатации, турбины ПТ-80/100-130/13, заводских инструкций, других нормативно-технических материалов и включает в себя следующие разделы:

1.1. Эксплуатация турбоагрегата ПТ-80/100-130/13.
1.1.1. Общие сведения о турбине.
1.1.2. Масляная система.
1.1.3. Система регулирования и защиты.
1.1.4. Конденсационное устройство.
1.1.5. Регенеративная установка.
1.1.6. Установка для подогрева сетевой воды.
1.1.7. Подготовка турбины к работе.
Подготовка и включение в работу масляной системы и ВПУ.
Подготовка и включение в работу системы регулирования и защит турбины.
Опробование защит.
1.1.8. Подготовка и включение в работу конденсационного устройства.
1.1.9. Подготовка и включение в работу регенеративной установки.
1.1.10. Подготовка установки для подогрева сетевой воды.
1.1.11. Подготовка турбины к пуску.
1.1.12. Общие указания, которые должны выполняться при пуске турбины из любого состояния.
1.1.13. Пуск турбины из холодного состояния.
1.1.14. Пуск турбины из горячего состояния.
1.1.15. Режим работы и изменение параметров.
1.1.16. Конденсационный режим.
1.1.17. Режим с отборами на производство и отопление.
1.1.18. Сброс и наброс нагрузки.
1.1.19. Останов турбины и приведение системы в исходное состояние.
1.1.20. Проверка технического состояния и техническое обслуживание. Сроки проверки защит.
1.1.21. Техническое обслуживание системы смазки и ВПУ.
1.1.22. Техническое обслуживание конденсационной и регенеративной установки.
1.1.23. Техническое обслуживание установки для подогрева сетевой воды.
1.1.24. Техника безопасности при обслуживании турбогененратора.
1.1.25. Пожарная безопасность при обслуживании турбоагрегатов.
1.1.26. Порядок опробования предохранительных клапанов.
1.1.27. Приложение (защиты).

2. Графический материал в данном АУКе представлен в составе 15 рисунков и схем:
2.1. Продольный разрез турбины ПТ-80/100-130-13 (ЦВД).
2.2. Продольный разрез турбины ПТ-80/100-130-13 (ЦСНД).
2.3. Схема трубопроводов отборов пара.
2.4. Схема маслопроводов турбогенератора.
2.5. Схема подачи и отсоса пара с уплотнений.
2.6. Сальниковый подогреватель ПС-50.
2.7. Характеристика сальникового подогревателя ПС-50.
2.8. Схема основного конденсата турбогенератора.
2.9. Схема трубопроводов сетевой воды.
2.10. Схема трубопроводов отсоса паровоздушной смеси.
2.11. Схема защиты ПВД.
2.12. Схема главного паропровода турбоагрегата.
2.13. Схема дренажей турбоагрегата.
2.14. Схема газомасляной системы генератора ТВФ-120-2.
2.15. Энергетическая характеристика тубоагрегата типа ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ.

Проверка знаний

После изучения текстового и графического материала, обучаемый может запустить программу самостоятельной проверки знаний. Программа представляет собой тест, проверяющий степень усвоения материала инструкции. В случае ошибочного ответа оператору выводится сообщение об ошибке и цитата из текста инструкции, содержащая правильный ответ. Общее количество вопросов по данному курсу составляет 300.

Экзамен

После прохождения учебного курса и самоконтроля знаний обучаемый сдает экзаменационный тест. В него входят 10 вопросов, выбранных автоматически случайным образом из числа вопросов, предусмотренных для самопроверки. В ходе экзамена экзаменующемуся предлагается ответить на эти вопросы без подсказок и возможности обратиться к учебнику. Никаких сообщений об ошибках до окончания тестирования не выводится. После окончания экзамена обучаемый получает протокол, в котором изложены предложенные вопросы, выбранные экзаменующимся варианты ответов и комментарии к ошибочным ответам. Оценка за экзамен выставляется автоматически. Протокол тестирования сохраняется на жестком диске компьютера. Имеется возможность его печати на принтере.

Первые десять дисков ротора низкого давления откованы заодно с валом, остальные три диска – насадные.

Роторы ЦВД и ЦНД соединяются между собой жестко с помощью фланцев, откованных заодно с роторами. Роторы ЦНД и генератора типа ТВФ–120–2 соединяются жесткой муфтой.

Парораспределение турбины – сопловое. Свежий пар подается к отдельно стоящей сопловой коробке, в которой расположен автоматический затвор, откуда по перепускным трубам пар поступает к регулирующим клапанам турбины.

По выходе из ЦВД часть пара идет в регулируемый производственный отбор, остальная часть направляется в ЦНД.

Отопительные отборы осуществляются из соответствующих камер ЦНД.

Фикспункт турбины расположен на раме турбины со стороны генератора, и агрегат расширяется в сторону переднего подшипника.

Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пусков предусмотрены паровой обогрев фланцев и шпилек и подвод острого пара на переднее уплотнение ЦВД.

Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим валопровод агрегат с частотой 0,0067.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан и настроен на работу при частоте сети 50 Гц, что соответствует вращению ротора 50.Допускаеться длительная работа турбины при частоте сети от 49 до 50,5 Гц.

Высота фундамента турбоагрегата от уровня пола конденсационного помещения до уровня пола машинного зала составляет 8 м.

2.1 Описание принципиальной тепловой схемы турбины ПТ–80/100–130/13

Конденсационное устройство включает в себя конденсаторную группу, воздухоудаляющее устройство, конденсатные и циркуляционные насосы, эжектор циркуляционной системы, водяные фильтры, трубопроводы с необходимой арматурой.

Конденсаторная группа состоит из одного конденсатора со встроенным пучком общей поверхностью охлаждения 3000 м² и предназначена для конденсации поступающего в него пара, создания разряжения в выхлопном патрубке турбины и сохранения конденсата, а также для использования тепла пара, поступающего в конденсатор, на режимах работы по тепловому графику для подогрева подпиточной воды во встроенном пучке.

Конденсатор имеет встроенную в паровую часть специальную камеру, в которой устанавливается секция ПНД №1. Остальные ПНД устанавливаются отдельной группой.

Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды паром, отбираемым из нерегулируемых отборов турбины, и имеет четыре ступени ПНД, три ступени ПВД и деаэратор. Все подогреватели – поверхностного типа.

ПВД № 5,6 и 7 – вертикальной конструкции со встроенными пароохладителями и охладителями дренажа. ПВД снабжаются групповой защитой, состоящей из автоматических выпускного и обратного клапанов на входе и выходе воды, автоматического клапана с электромагнитом, трубопровода пуска и отключения подогревателей.

ПВД и ПНД (кроме ПНД №1) снабжены регулирующими клапанами отвода конденсата, управляемыми электронными регуляторами.

Слив конденсата греющего пара из подогревателей – каскадный. Из ПНД №2 конденсат откачивается сливным насосом.

Установка для подогрева сетевой воды включает в себя два сетевых подогревателя, конденсатные и сетевые насосы. Каждый подогреватель представляет собой горизонтальный пароводяной теплообменный аппарат с поверхностью теплообмена 1300 м², которая образована прямыми латунными трубами, развальцованными с обеих сторон в трубных досках.

3 Выбор вспомогательного оборудования тепловой схемы станции

3.1 Оборудование, поставляемое в комплекте с турбиной

Т.к. конденсатор, основной эжектор, подогреватели низкого и высокого давления поставляются на проектируемую станцию вместе с турбиной, то для установки на станции применяются:

а) Конденсатор типа 80–КЦСТ–1 в количестве трёх штук, по одному на каждую турбину;

б) Основной эжектор типа ЭП–3–700–1 в количестве шести штук, по два на каждую турбину;

в) Подогреватели низкого давления типа ПН–130–16–10–II (ПНД №2) и ПН–200–16–4–I (ПНД №3,4);

г) Подогреватели высокого давления типа ПВ–450–230–25 (ПВД №1), ПВ–450–230–35 (ПВД №2) и ПВ–450–230–50 (ПВД № 3).

Характеристики приведенного оборудования сведены в таблицы 2, 3, 4, 5.

Таблица 2 – характеристики конденсатора

Таблица 3 – характеристики основного эжектора конденсатора

Теплофикационная паровая турбина ПТ-80/100-130/13 производственного объединения турбостроения «Ленинградский металлический завод» (НОГ ЛМЗ) с промышленным и отопительными отборами пара номинальной мощностью 80 МВт, максимальной 100 МВт с начальным давлением пара 12,8 МПа предназначена для непосредственного привода электрического генератора ТВФ-120-2 с частотой вращения 50 Гц и отпуска тепла для нужд производства и отопления.

При заказе турбины, а также в другой документации, где ее следует обозначать «Турбина паровая 1ГГ-80/100-130/13 ТУ 108-948-80».

Турбина ПТ-80/100-130/13 соответствует требованиям ГОСТ 3618-85, ГОСТ 24278-85 и ГОСТ 26948-86.

Турбина имеет следующие регулируемые отборы пара: производственный с абсолютным давлением (1,275±0,29) МПа и два отопительных отбора: верхний с абсолютным давлением в пределах 0,049-0,245 МПа и нижний с давлением в пределах 0,029-0,098 МПа.

Регулирование давления отопительного отбора осуществляется с помощью одной регулирующей диафрагмы, установленной в камере верхнего отопительного отбора. Регулируемое давление в отопительных отборах поддерживается: в верхнем отборе — при включенных обоих отопительных отборах, в нижнем отборе — при включенном одном нижнем отопительном отборе. Сетевая вода через сетевые подогреватели нижней и верхней ступеней подогрева пропускается последовательно и в одинаковом количестве. Расход воды, проходящей через сетевые подогреватели, контролируется.

Номинальные значения основных параметров турбины ПТ-80/100-130/13

Параметр	ПТ-8О/100-130/13
1. Мощность, МВт
номинальная	80
максимальная	100
2. Начальные параметры пара:
давление, МПа	12.8
температура. °С	555
284 (78.88)
4. Расход отбираемого пара на производств. нужды, т/ч
номинальный	185
максимальный	300
5. Давление производственного отбора, МПа	1.28
6. Максимальный расход свежего пара, т/ч	470
7. Пределы изменения давления пара в регулируемых отопительных отборах пара, МПа

в верхнем	0.049-0.245
в нижнем	0.029-0.098
8. Температура воды, °С
питательной	249
охлаждающей	20
9. Расход охлаждающей воды, т/ч	8000
10. Давление пара в конденсаторе, кПа	2.84

При номинальных параметрах свежею пара, расходе охлаждающей воды 8000 м3/ч, температуре охлаждающей воды 20 °С, полностью включенной регенерации, количестве конденсата, подогреваемого в ПВД, равном 100% расхода пара через турбину, при работе турбоустановки с деаэратором 0,59 МПа, со ступенчатым подогревом сетевой воды, при полном использовании пропускной способности турбины и минимальном пропуске пара в конденсатор могут быть взяты следующие величины отборов:

— номинальные величины регулируемых отборов при мощности 80 МВт;

— производственный отбор — 185 т/ч при абсолютном давлении 1,275 МПа;

— суммарный отопительный отбор — 285 ГДж/ч (132 т/ч) при абсолютных давлениях: в верхнем отборе — 0,088 МПа и в нижнем отборе — 0,034 МПа;

— максимальная величина производственного отбора при абсолютном давлении в камере отбора 1,275 МПа составляет 300 т/ч. При этой величине производственного отбора и отсутствии отопительных отборов мощность турбины составляет -70 МВт. При номинальной мощности 80 МВт и отсутствии отопительных отборов максимальный производственный отбор составит -250 т/ч;

— максимальная суммарная величина отопительных отборов равна 420 ГДж/ч (200 т/ч); при этой величине отопительных отборов и отсутствии производственного отбора мощность турбины составляет около 75 МВт; при номинальной мощности 80 МВт и отсутствии производственного отбора максимальные отопительные отборы составят около 250 ГДж/ч (-120 т/ч).

— максимальная мощность турбины при выключенных производственном и отопительных отборах, при расходе охлаждающей воды 8000 м /ч с температурой 20 °С, полностью включенной регенерации составит 80 МВт. Максимальная мощность турбины 100 МВт. получаемая при определенных сочетаниях производственного и отопительного отборов, зависит от величины отборов и определяется диафрагмой режимов.

Предусматривается возможность работы турбоустановки с пропуском подпиточной и сетевой воды через встроенный пучок

При охлаждении конденсатора сетевой водой турбина может работать по тепловому графику. Максимальная тепловая мощность встроенного пучка составляет -130 ГДж/ч при поддержании температуры в выхлопной части не выше 80 °С.

Допускается длительная работа турбины с номинальной мощностью при следующих отклонениях основных параметров от номинальных:

при одновременном изменении в любых сочетаниях начальных параметров свежего пара — давления от 12,25 до 13,23 МПа и температуры от 545 до 560 °С; при этом температура охлаждающей воды должна быть не выше 20 °С;
при повышении температуры охлаждающей воды при входе в конденсатор до 33 °С и расходе охлаждающей воды 8000 м3/ч, если начальные параметры свежего пара при этом не ниже номинальных;
при одновременном уменьшении величин производственного и отопительных отборов пара до нуля.
при повышении давления свежего пара до 13,72 МПа и температуры до 565 °С допускается работа турбины в течение не более получаса, причем общая продолжительность работы турбины при этих параметрах не должна превышать 200 ч/год.

Для данной турбинной установки ПТ-80/100-130/13 используеться подогреватель высокого давления №7 (ПВД-475-230-50-1). ПВД-7 работает при параметрах пара перед входом в подогреватель: давлении 4,41 МПа, температуре 420 °С и расходом пара 7,22 кг/с. Параметры питательной воды при этом: давление 15,93МПа, температура 233 °С и расход 130 кг/с.

Удельный расход теплоты при двухступенчатом подогреве сетевой воды.

Условия : G к3-4 = Gвх ЧСД + 5 т/ч; t к - см. рис. ; t 1в ≈ 20 °С; W @ 8000 м3/ч

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; t 1в ≈ 20 °С; W @ 8000 м3/ч; Δi ПЭН = 7 ккал/кг

Рис. 10, а , б , в , г

ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ (Q 0) И УДЕЛЬНОМУ (q G

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

а ) на отклонение давления свежего пара от номинального на ± 0,5 МПа (5 кгс/см2)

α q т = ± 0,05 %; α G 0 = ± 0,25 %

б ) на отклонение температуры свежего пара от номинальной на ± 5 °С

в ) на отклонение расхода питательной воды от номинального на ± 10 % G 0

г ) на отклонение температуры питательной воды от номинальной на ± 10 °С

Рис. 11, а , б , в

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ (Q 0) И УДЕЛЬНОМУ (q т) РАСХОДАМ ТЕПЛОТЫ И РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА (G 0) ПРИ КОНДЕНСАЦИОННОМ РЕЖИМЕ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

а ) на отключение группы ПВД

б ) на отклонение давления отработавшего пара от номинального

в ) на отклонение давления отработавшего пара от номинального

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; G пит = G 0

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С

Условия : G пит = G 0; Р 9 = 0,6 МПа (6 кгс/см2); t пит - см. рис. ; t к - см. рис.

Условия : G пит = G 0; t пит - см. рис. ; Р 9 = 0,6 МПа (6 кгс/см2)

Условия : Р п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); i п = 715 ккал/кг; t к - см. рис.

Примечание. Z = 0 - регулирующая диафрагма закрыта. Z = макс - регулирующая диафрагма полностью открыта.

Условия : Р вто = 0,12 МПа (1,2 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2)

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ВНУТРЕННЯЯ МОЩНОСТЬ ЧСНД И ДАВЛЕНИЕ ПАРА В ВЕРХНЕМ И НИЖНЕМ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ОТБОРАХ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

Условия : Р п = 1,3 МПа (13 кгс/см2) при Gвх ЧСД ≤ 221,5 т/ч; Р п = Gвх ЧСД/17 - при Gвх ЧСД > 221,5 т/ч; i п = 715 ккал/кг; Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); t к - см. рис. , ; τ2 = f (P ВТО) - см. рис. ; Q т = 0 Гкал/(кВт · ч)

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ВЛИЯНИЕ ТЕПЛОФИКАЦИОННОЙ НАГРУЗКИ НА МОЩНОСТЬ ТУРБИНЫ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

Условия : Р 0 = 1,3 (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; Р НТО = 0,06 (0,6 кгс/см2); Р 2 @ 4 кПа (0,04 кгс/см2)

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ДИАГРАММА РЕЖИМОВ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р НТО = 0,09 МПа (0,9 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0.

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ДИАГРАММА РЕЖИМОВ ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р ВТО = 0,12 МПа (1,2 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0; τ2 = 52 ° С.

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ДИАГРАММА РЕЖИМОВ ПРИ РЕЖИМЕ ТОЛЬКО С ПРОИЗВОДСТВЕННЫМ ОТБОРОМ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р ВТО и Р НТО = f (Gвх ЧСД) - см. рис. 30; Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД ТЕПЛОТЫ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р НТО = 0,09 МПа (0,9 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0; Q т = 0

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД ТЕПЛОТЫ ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р ВТО = 0,12 МПа (1,2 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0; τ2 = 52 °С; Q т = 0.

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД ТЕПЛОТЫ ПРИ РЕЖИМЕ ТОЛЬКО С ПРОИЗВОДСТВЕННЫМ ОТБОРОМ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р ВТО и Р НТО = f (Gвх ЧСД) - см. рис. ; Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0.

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

МИНИМАЛЬНО ВОЗМОЖНОЕ ДАВЛЕНИЕ В НИЖНЕМ ТЕПЛОФИКАЦИОННОМ ОТБОРЕ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

Рис. 41, а , б

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ДВУХСТУПЕНЧАТЫЙ ПОДОГРЕВ СЕТЕВОЙ ВОДЫ (ПО ДАННЫМ ПОТ ЛМЗ)

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

а ) минимально возможное давление в верхнем Т -отборе и расчетная температура обратной сетевой воды

б ) поправка на температуру обратной сетевой воды

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКА К МОЩНОСТИ НА ОТКЛОНЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ В НИЖНЕМ ТЕПЛОФИКАЦИОННОМ ОТБОРЕ ОТ НОМИНАЛЬНОГО ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ (ПО ДАННЫМ ПОТ ЛМЗ)

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКА К МОЩНОСТИ НА ОТКЛОНЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ В ВЕРХНЕМ ТЕПЛОФИКАЦИОННОМ ОТБОРЕ ОТ НОМИНАЛЬНОГО ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ (ПО ДАННЫМ ПОТ ЛМЗ)

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКА НА ДАВЛЕНИЕ ОТРАБОТАВШЕГО ПАРА (ПО ДАННЫМ ПОТ ЛМЗ)

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

1 На основании данных ПОТ ЛМЗ.

На отклонение давления свежего пара от номинального на ±1 МПа (10 кгс/см2): к полному расходу теплоты

к расходу свежего пара

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

Q 0) И РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА (G 0) ПРИ РЕЖИМАХ С РЕГУЛИРУЕМЫМИ ОТБОРАМИ1

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

1 На основании данных ПОТ ЛМЗ.

На отклонение температуры свежего пара от номинальной на ±10 °С:

к полному расходу теплоты

к расходу свежего пара

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ РАСХОДУ ТЕПЛОТЫ (Q 0) И РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА (G 0) ПРИ РЕЖИМАХ С РЕГУЛИРУЕМЫМИ ОТБОРАМИ1

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

1 На основании данных ПОТ ЛМЗ.

На отклонение давления в П -отборе от номинального на ± 1 МПа (1 кгс/см2):

к полному расходу теплоты

к расходу свежего пара

Рис. 49 а , б , в

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

УДЕЛЬНЫЕ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЕ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

а ) паром производственного отбора

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° C ; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); ηэм = 0,975.

б ) паром верхнего и нижнего теплофикационных отборов

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °C; Р ВТО = 0,12 МПа (1,2 кгс/см2); ηэм = 0,975

в ) паром нижнего теплофикационного отбора

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° C ; Р НТО = 0,09 МПа (0,9 кгс/см2); ηэм = 0,975

Рис. 50 а , б , в

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКИ К УДЕЛЬНЫМ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫМ ВЫРАБОТКАМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ДАВЛЕНИЕ В РЕГУЛИРУЕМЫХ ОТБОРАХ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

а ) на давление в производственном отборе

б ) на давление в верхнем теплофикационном отборе

в ) на давление в нижнем теплофикационном отборе

Приложение

1. УСЛОВИЯ СОСТАВЛЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Типовая энергетическая характеристика составлена на основании отчетов о тепловых испытаниях двух турбоагрегатов: на Кишиневской ТЭЦ-2 (работа выполнена Южтехэнерго) и на ТЭЦ-21 Мосэнерго (работа выполнена МГП ПО «Союзтехэнерго»). Характеристика отражает среднюю экономичность турбоагрегата, прошедшего капитальный ремонт и работающего по тепловой схеме, представленной на рис. ; при следующих параметрах и условиях, принятых за номинальные:

Давление и температура свежего пара перед стопорным клапаном турбины - 13 (130 кгс/см2)* и 555 °С;

* В тексте и на графиках - абсолютное давление.

Давление в регулируемом производственном отборе - 13 (13 кгс/см2) с естественным повышением при расходах на входе в ЧСД более 221,5 т/ч;

Давление в верхнем теплофикационном отборе - 0,12 (1,2 кгс/см2) при двухступенчатой схеме подогрева сетевой воды;

Давление в нижнем теплофикационном отборе - 0,09 (0,9 кгс/см2) при одноступенчатой схеме подогреве сетевой воды;

Давление в регулируемом производственном отборе, верхнем и нижнем теплофикационных отборах при конденсационном режиме с отключенными регуляторами давления - рис. и ;

Давление отработавшего пара:

а) для характеристики конденсационного режима и работы с отборами при одноступенчатом и двухступенчатом подогреве сетевой воды при постоянном давлении - 5 кПа (0,05 кгс/см2);

б) для характеристики конденсационного режима при постоянном расходе и температуре охлаждающей воды - в соответствии с тепловой характеристикой конденсатора при t 1в = 20 °С и W = 8000 м3/ч;

Система регенерации высокого и низкого давления включена полностью, деаэратор 0,6 (6 кгс/см2) питается паром производственного отбора;

Расход питательной воды равен расходу свежего пара, возврат 100 % конденсата производственного отбора при t = 100 °С осуществлен в деаэратор 0,6 (6 кгс/см2);

Температура питательной воды и основного конденсата за подогревателями соответствует зависимостям приведенным на рис. , , , , ;

Прирост энтальпии питательной воды в питательном насосе - 7 ккал/кг;

Электромеханический КПД турбоагрегата принят по данным испытания однотипного турбоагрегата, проведенного Донтехэнерго;

Пределы регулирования давления в отборах:

а) производственном - 1,3 ± 0,3 (13 ± 3 кгс/см2);

б) верхнем теплофикационном при двухступенчатой схеме подогрева сетевой воды - 0,05 - 0,25 (0,5 - 2,5 кгс/см2);

а) нижнем теплофикационном при одноступенчатой схеме подогрева сетевой воды - 0,03 - 0,10 (0,3 - 1,0 кгс/см2).

Нагрев сетевой воды в теплофикационной установке при двухступенчатой схеме подогрева сетевой воды, определяемый заводскими расчетными зависимостями τ2р = f (P ВТО) и τ1 = f (Q т, P ВТО) составляет 44 - 48 °С для максимальных теплофикационных нагрузок при давлениях P ВТО = 0,07 ÷ 0,20 (0,7 ÷ 2,0 кгс/см2).

Положенные в основу настоящей Типовой энергетической характеристика данные испытания обработаны с использованием «Таблиц теплофизических свойств воды и водяного пара» (М.: Издательство стандартов, 1969). По условиям ПОТ ЛМЗ - возвращаемый конденсат производственного отбора вводится при температуре 100 °С в линию основного конденсата после ПНД № 2. При составлении Типовой энергетической характеристики принято, что он вводится при той же температуре непосредственно в деаэратор 0,6 (6 кгс/см2). По условиям ПОТ ЛМЗ при двухступенчатом подогреве сетевой воды и режимах с расходом пара на входе в ЧСД более 240 т/ч (максимальная электрическая нагрузка при малом производственном отборе) ПНД № 4 полностью отключается. При составлении Типовой энергетической характеристики принято, что при расходе на входе в ЧСД свыше 190 т/ч часть конденсата направляется в обвод ПНД № 4 с таким расчетом, чтобы температура его перед деаэратором не превышала 150 °С. Это требуется для обеспечения хорошей деаэрации конденсата.

2. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБОРУДОВАНИЯ, ВХОДЯЩЕГО В СОСТАВ ТУРБОУСТАНОВКИ

В состав турбоагрегата наряду с турбиной входит следующее оборудование:

Генератор ТВФ-120-2 завода «Электросила» с водородным охлаждением;

Двухходовой конденсатор 80 КЦС-1 общей поверхностью 3000 м2, из них 765 м2 приходится на долю встроенного пучка;

Четыре подогревателя низкого давления: ПНД № 1, встроенный в конденсатор, ПНД № 2 - ПН-130-16-9-11, ПНД № 3 и 4 - ПН-200-16-7-1;

Один деаэратор 0,6 (6 кгс/см2);

Три подогревателя высокого давления: ПВД № 5 - ПВ-425-230-23-1, ПВД № 6 - ПВ-425-230-35-1, ПВД № 7 - ПВ-500-230-50;

Два циркуляционных насоса 24НДН подачей 5000 м3/ч и давлением 26 м вод. ст. с электродвигателями по 500 кВт каждый;

Три конденсатных насоса КН 80/155 с приводом от электродвигателей мощностью 75 кВт каждый (количество находящихся в работе насосов зависит от расхода пара в конденсатор);

Два основных трехступенчатых эжектора ЭП-3-701 и один пусковой ЭП1-1100-1 (постоянно в работе один основной эжектор);

Два подогревателя сетевой воды (верхний и нижний) ПСГ-1300-3-8-10 поверхностью 1300 м2 каждый, рассчитанные на пропуск 2300 м3/ч сетевой воды;

Четыре конденсатных насоса подогревателей сетевой воды КН-КС 80/155 с приводом от электродвигателей мощностью 75 кВт каждый (по два насоса у каждого ПСГ);

Один сетевой насос I подъема СЭ-5000-70-6 с электродвигателем 500 кВт;

Один сетевой насос II подъема СЭ-5000-160 с электродвигателем 1600 кВт.

3. КОНДЕНСАЦИОННЫЙ РЕЖИМ

При конденсационном режиме с отключенными регуляторами давления полный расход теплоты брутто и расход свежего пара в зависимости от мощности на выводах генератора выражается уравнениями:

При постоянном давлении в конденсаторе

P 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2);

Q 0 = 15,6 + 2,04N т;

G 0 = 6,6 + 3,72N т + 0,11(N т - 69,2);

При постоянном расходе (W = 8000 м3/ч) и температуре (t 1в = 20 °С) охлаждающей воды

Q 0 = 13,2 + 2,10N т;

G 0 = 3,6 + 3,80N т + 0,15(N т - 68,4).

Приведенные уравнения действительны в пределах изменения мощности от 40 до 80 МВт.

Расходы теплоты и свежего пара при конденсационном режиме для заданной мощности определяются по приведенным зависимостям с последующим введением необходимых поправок по соответствующим графикам. Эти поправки учитывают отличие эксплуатационных условий от номинальных (для которых составлена Типовая характеристика) и служат для пересчета данных характеристики на эксплуатационные условия. При обратном пересчете знаки поправок меняются на обратные.

Поправки корректируют расходы теплоты и свежего пара при неизменной мощности. При отклонении нескольких параметров от номинальных значений поправки алгебраически суммируются.

4. РЕЖИМ С РЕГУЛИРУЕМЫМИ ОТБОРАМИ

При включенных регулируемых отборах турбоагрегат может работать при одноступенчатой и двухступенчатой схемах подогрева сетевой воды. Возможна также работа без теплофикационного отбора с одним производственным. Соответствующие типовые диаграммы режимов по расходу пара и зависимости удельного расхода теплоты от мощности и производственного отбора даны на рис. - , а удельные выработки электроэнергии на тепловом потреблении на рис. - .

Диаграммы режимов рассчитаны по схеме, применяемой ПОТ ЛМЗ, и изображены на двух полях. Верхнее поле является диаграммой режимов (Гкал/ч) турбины с одним производственным отбором при Q т = 0.

При включении теплофикационной нагрузки и прочих неизменных условиях происходит разгрузка либо только 28 - 30-й ступеней (при включенном одном нижнем сетевом подогревателе), либо 26 - 30-й ступеней (при включенных двух сетевых подогревателях) и снижение мощности турбины.

Значение снижения мощности зависит от теплофикационной нагрузки и определяется

ΔN Qт = KQ т,

где K - определенное при испытаниях удельное изменение мощности турбины ΔN Qт/ΔQ т, равное 0,160 МВт/(Гкал · ч) при одноступенчатом подогреве, и 0,183 МВт/(Гкал · ч) при двухступенчатом подогреве сетевой воды (рис. 31 и 32).

Отсюда следует, что расход свежего пара при заданной мощности N т и двух (производственном и теплофикационном) отборах будет по верхнему полю соответствовать некоторой фиктивной мощности N фт и одному производственному отбору

N фт = N т + ΔN Qт.

Наклонные прямые нижнего поля диаграммы позволяют определить графически по заданной мощности турбины и теплофикационной нагрузке значение N фт, а по нему и производственному отбору расход свежего пара.

Значения удельных расходов теплоты и удельных выработок электроэнергии на тепловом потреблении подсчитаны по данным, взятым из расчета диаграмм режимов.

В основе графиков зависимости удельного расхода теплоты от мощности и производственного отбора лежат те же соображения, что и в основе диаграммы режимов ПОТ ЛМЗ.

График такого типа предложен турбинным цехом МГП ПО «Союзтехэнерго» («Промышленная энергетика», 1978, № 2). Он предпочтительнее системы графиков q т = f (N т, Q т) при различных Q п = const, поскольку пользование им удобнее. Графики удельного расхода теплоты по соображениям непринципиального характера выполнены без нижнего поля; методика пользования ими пояснена примерами.

Данных, характеризующих режим при трехступенчатом подогреве сетевой воды, типовая характеристика не содержит, поскольку такой режим на установках данного типа в период проведения испытаний нигде не был освоен.

Влияние отклонений параметров от принятых при расчете Типовой характеристики за номинальные учитывается двояко:

а) параметров, не влияющих на теплопотребление в котле и отпуск теплоты потребителю при неизменных массовых расходах G 0, G п и G т, - внесением поправок к заданной мощности N т(N т + KQ т).

Соответственно этой исправленной мощности по рис. - определяются расход свежего пара, удельный расход теплоты и полный расход теплоты;

б) поправки на P 0, t 0 и P п вносятся к найденным после внесения указанных выше поправок к расходу свежего пара и полному расходу теплоты, после чего подсчитывается расход свежего пара и расход теплоты (полный и удельный) для заданных условий.

Данные для поправочных кривых на давление свежего пара рассчитаны с использованием результатов испытания; все прочие поправочные кривые составлены на основе данных ПОТ ЛМЗ.

5. ПРИМЕРЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УДЕЛЬНОГО РАСХОДА ТЕПЛОТЫ, РАСХОДА СВЕЖЕГО ПАРА И УДЕЛЬНЫХ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ВЫРАБОТОК

Пример 1. Конденсационный режим с отключенными регуляторами давления в отборах.

Дано: N т = 70 МВт; P 0 = 12,5 (125 кгс/см2); t 0 = 550 °С; Р 2 = 8 кПа (0,08 кгс/см2); G пит = 0,93G 0; Δt пит = t пит - t нпит = -7 °С.

Требуется определить полный и удельный расходы теплоты брутто и расход свежего пара при заданных условиях.

Последовательность и результаты приведены в табл. .

Таблица П1

Обозначение

Способ определения

Полученное значение

Расход свежего пара при номинальных условиях, т/ч

Температуры свежего пара

Расхода питательной воды

Суммарная поправка к удельному расходу теплоты, %

Удельный расход теплоты при заданных условиях, ккал/(кВт · ч)

Полный расход теплоты при заданных условиях, Гкал/ч

Q 0 = q тN т10-3

Поправки к расходу пара на отклонение условий от номинальных, %:

Давления свежего пара

Температуры свежего пара

Давления отработавшего пара

Расхода питательной воды

Температуры питательной воды

Суммарная поправка к расходу свежего пара, %

Расход свежего пара при заданных условиях, т/ч

Таблица П2

Обозначение

Способ определения

Полученное значение

Недовыработка в ЧСНД за счет теплофикационного отбора, МВт

ΔN Qт = 0,160Q т

Приблизительная фиктивная мощность, МВт

N тф" = N т + ΔN Qт

Приблизительный расход на входе в ЧСД, т/ч

G ЧСДвх"

1,46 (14,6)*

Минимально возможное давление в теплофикационном отборе, (кгс/см2)

Р НТОмин

0,057 (0,57)*

Поправка к мощности для приведения к давлению Р НТО = 0,06 (0,6 кгс/см2), МВт

ΔN РНТО

Уточненная фиктивная мощность, МВт

N тф = N тф" + ΔN РНТО

Уточненный расход на входе в ЧСД, т/ч

G ЧСДвх

а) τ2р = f (P ВТО) = 60 °С

б) ∆τ2 = 70 - 60 = +10 °С и G ЧСДвх"

Поправка к мощности для приведения к давлению Р 2 = 2 кПа (0,02 кгс/см2), МВт

* При внесении поправки к мощности на давление в верхнем теплофикационном отборе Р ВТО, отличное от 0,12 (1,2 кгс/см2), результат будет отвечать температуре обратной воды, соответствующей заданному давлению по кривой τ2р = f (P ВТО) на рис. , т.е. 60 °С.

** В случае заметного отличия G ЧСДвх" от G ЧСДвх все значения в пп. 4 - 11 следует проверить по уточненному G ЧСДвх.

Расчет удельных теплофикационных выработок проводится аналогично приведенному в примере . Выработка теплофикационного отбора и поправка к ней на фактическое давление Р ВТО определяется по рис. , б и , б .

Пример 4. Режим без теплофикационного отбора.

Дано: N т = 80 МВт; Q п = 120 Гкал/ч; Q т = 0; Р 0 = 12,8 (128 кгс/см2); t 0 = 550 °С; Р 7,65

Давление в верхнем теплофикационном отборе, (кгс/см2)*

Р ВТО

Рис. по G ЧСДвх"

Давление в нижнем теплофикационном отборе, (кгс/см2)*

Р НТО

Рис. по G ЧСДвх"

* Давления в отборах ЧСНД и температура конденсата по ПНД могут быть определены по графикам конденсационного режима в зависимости от G ЧСДвх, при соотношении G ЧСДвх/G 0 = 0,83.

6. УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

Наименование

Обозначение

Мощность, МВт:

электрическая на выводах генератора

N т, N тф

внутренняя части высокого давления

N iЧВД

внутренняя части среднего и низкого давления

N iЧСНД

суммарные потери турбоагрегата

Σ∆N пот